3D-моделирование помогло рассчитать ограничение режима закачки воды на Бавлинском месторождении «Татнефти». Это поспособствует снижению обводненности продукции и увеличению дебита скважин. Расчеты были проведены специалистами «ТатНИПИнефти» (входит в ПАО «Татнефть), пишут «Нефтяные вести» (Рамис АМИНОВ).

С внедрением методов рациональной разработки нефтяных месторождений с законтурным и внутриконтурным заводнением перед «Татнефтью» возникла задача правильного регулирования продвижения контуров нефтеносности. Активное вмешательство в процесс перемещения водонефтяного контакта невозможно без надлежащего контроля движения контуров нефтеносности.

Одним из основных условий рациональной разработки является постоянный и надежный контроль и управление полнотой вытеснения и вымывания нефти для обеспечения высокого коэффициента нефтеотдачи (КИН). Анализ истории разработки месторождения показал, что опережающий прорыв нагнетаемой жидкости к забоям добывающих скважин обычно происходит по высокопроницаемым зонам и по кратчайшему пути от близрасположенных нагнетательных скважин. Там отмечаются максимальные градиенты гидродинамического давления.

Выработка же малопроницаемых участков пласта, промежуточных зон в районе нагнетательного и стягивающего добывающего рядов отстает. Это ведет к быстрой обводненности добываемой продукции и снижению коэффициента нефтеотдачи. Поэтому в процессе разработки залежи необходимо регулировать фронт продвижения закачиваемой воды.

В связи с этим специалисты бугульминского института «ТатНИПИнефть» провели численные эксперименты по регулированию фронта продвижения закачиваемой воды на залежи пашийского объекта. При испытаниях был ограничен объем закачиваемой в пласт воды с использованием геолого-технологического 3D-моделирования. Для создания трехмерной геолого-технологической модели использовались различные программы. Их можно применять на любом этапе: от разведки площади до завершающей стадии разработки.

В ходе работ проведены численные расчеты двух вариантов. Эффективность от ограничения объемов воды объясняется тем, что закачка производилась в скважины, которыми «разрезали» водонефтяную зону залежи рядами нагнетательных скважин на блоки. Они перешли на нестационарное заводнение с переменой направления фильтрационных потоков в пласте путем «отрезания» западной широкой водонефтяной зоны на залежи.

За счет сокращения закачки воды на различных участках залежи при одновременной организации дополнительных очагов заводнения в зонах с невысоким забойным давлением возможно уменьшить общий объем закачки воды и изменить направление фильтрационных потоков жидкости. Это нередко является действенным методом улучшения условий разработки нефтяных залежей и повышения нефтеотдачи пластов.

Ограничение суточной закачки воды на залежи пашийского объекта на уровне 15000 кубометров в сутки и сокращение накопленной закачки воды на 18,2% позволяют снизить накопленную добычу воды на 2,1% и увеличить накопленную добычу нефти на 0,7%.

Ранее ИА «Девон» сообщало, что форсированный отбор скважинной жидкости позволил увеличить добычу на зрелых месторождениях. В Татнефти эти работы провели с применением цифровой геолого-гидродинамической модели.